摘要
光伏行业在我国属朝阳行业，存在较高技术壁垒。随着市场需求的快速增长，以及政策对行业发展的积极引导，我国光伏行业快速发展，产业规模迅速扩张。本文将对光伏发电原理、全行业产业链构成、行业技术路线、以及近年来行业发展情况等方面进行简要介绍。由于光伏行业的发展受行业政策影响较大，本文将对近年来重要行业政策进行梳理，介绍国家如何通过政策对行业发展进行引导及干预。此外，为实现光伏发电的“平价上网”，近年来全行业参与者的成本控制能力面临严峻挑战。本文将介绍光伏行业产业链各环节的成本构成，对相关产品的价格进行分析，并对不同技术路线下相关产品的价差进行分析。在此基础上，本文将在一定的假设前提下，通过简单的模型测算，判断在目前市场环境下，何种技术路线更具优势。最后，本文例举了在产业链各环节中，市场参与者所应用的最新的降本增效手段。
一、概况
1．光伏发电原理及产业链介绍
光伏发电是利用半导体界面的光产生伏特效应而将光能直接转变为电能的一种技术；当光线照射太阳能电池表面时，一部分光子被硅材料吸收；光子的能量传递给硅原子，使电子发生越迁，成为自由电子在P-N结两侧集聚形成电位差，当外部接通电路时，在该电压的作用下，将会有电流流过外部电路产生一定的输出功率，此过程为光子能量转变为电能的过程。
图1光伏发电原理示意图
资料来源：文献检索
光伏发电系统为利用光伏发电原理，将太阳能电池经过串联后进行封装保护，形成大面积的太阳电池组件方阵，使得方阵电压达到系统输入电压的要求，再通过逆变器的作用，将直流电转换为交流电，输送至电力变压器，通过变压器进行升压将电脑能输送到高压电网。
图2光伏发电系统示意图
资料来源：文献检索
光伏行业产业链较长，且存在单晶及多晶两大技术路线。随着行业的发展及政策的引导，全产业链的综合成本不断下行，未来全球单晶相关产品市场份额将快速上升，并完成对多晶技术路线的替代。
光伏行业产业链相对较长，其中主要由硅料、硅棒及硅锭制造、电池片及组件制造、电站开发运营等基本环节构成。如下图所示，光伏行业产业链自上游中段开始出现单晶拉棒、多晶铸锭的两大技术路线，以及向下游衍生的光伏产品，最终单晶硅棒及多晶硅锭均经过加工制造成为光伏电池组件。
图3光伏行业产业链示意图
资料来源：文献检索
光伏行业发展至今，“单多晶之争”是伴随行业发展的一大重要话题，两大产品线的综合成本和发电效率直接影响着相关产品的市场占有率，从而影响相关企业的发展。目前看，单晶技术路线制造的光伏电池组件，具有更高的光电转换效率，但以单晶为原材料的各类光伏产品价格较高。
从全球市场份额来看，2017年全球单晶产品市场份额仅为28%，但2018年快速攀升至46%。根据PV Info Link的预测，2019年全年全球单晶产品市场份额将达到62%，市场占有率将首次超越多晶产品。2023年，全球单晶产品市场占有率将接近90%，多晶产品面临被完全替代的风险。
从国内市场份额来看，2018年全国单晶硅市场份额为45%，根据中国光伏业协会预测，2019年全年全国单晶硅片市场份额将超过50%。随着异质结HJT电池、N型PERT电池的应用推广，N型单晶硅片的市场份额也将逐年提高。而多晶硅片的市场份额未来将逐步下降。铸锭单晶技术在2018年有了技术突破，由于其转化率更接近单晶技术，且成本方面较传统多晶有一定优势，其市场份额有望增加，中国光伏业协会在统计中将铸锭单晶硅片合并在了多晶硅片中。但即使铸锭单晶会在短期内助力多晶市场的发展，从长远来看，2025年我国单晶硅电池市场占有率将超过70%，仍大幅超过多晶电池的市占率。考虑到该统计中多晶硅片包含铸锭单晶产品，因此在2025年我国多晶硅片实际市场占有率将远低于30%，国内市场亦将完成单晶对多晶的替代。
综上，随着光伏行业发展的日趋成熟以及行业政策的积极引导，产业链综合成本快速下行，单晶产品技术路线优势逐渐显现。光伏行业中单晶产品的市场份额大幅提升，并将迅速完成对多晶的替代。未来单晶相关产品将成为光伏发电行业的主流。
图4 2017－2023年全球单晶产品市场占比预测
数据来源：PV Info Link
图5 2018－2025年全国单晶产品市场占比预测
数据来源：中国光伏业协会
2．技术路线介绍
光伏行业对技术进步依赖程度较高，不断降低生产成本及增加光电转换效率是行业内参与者提升竞争力的重要手段。目前产业链各环节参与者均在积极尝试各种手段实现降本增效。
上游方面，在拉棒环节中，目前主要应用的技术为改良西门子法，该方法可在拉棒环节提高单炉投料量和拉晶效率，从而降低拉棒成本；在切片环节中，目前主要通过金刚线切割技术代替砂浆切割进行硅片制造，以减少损耗、减薄硅片来提高出片率，从而降低切片成本。此外，在薄片化的基础上，业内参与者仍在不断尝试通过增加硅片尺寸以实现效率的提升，从而摊薄成本。
中游方面，在电池片环节，太阳能电池片的生产过程是将硅片生产成能够实现光电转换的太阳能电池片的过程，该生产过程对光伏下游应用端产品的性能、成本等关键指标起着至关重要的作用。电池片的光电转换效率也成为了体现晶体硅太阳能发电系统技术水平的关键指标。目前我国太阳能电池技术路线逐步由BSF铝背场工艺向P型高效（PERC、黑硅技术）和N型高效（PERT、HIT及IBC技术等）转移，从而实现转换效率的提升。如下表所示，各类电池片转换效率逐年增长，且单晶路径电池转换效率明显高于多晶路径电池转换效率；在组件环节，组件的CTM值越高表示组件封装功率损失的程度越小。采用陷光玻璃、半片及叠片技术，多主栅（MBB）技术、反光焊带等封装技术，均可提升CTM值，甚至超过100%。
注：
具有本征非晶层的异质结（Heterojunction with intrinsic thin layer）——在电池片里同时存在晶体和非晶体级别的硅，非晶硅的出现能更好地实现钝化效果。
发射极钝化和全背面扩散（Passivated emitter rear totally-diffused）——PERC技术的改进型，在形成钝化层基础上进行全面的扩散，加强钝化层效果。
改良西门子法其原理是在1100℃左右的高纯硅芯上用高纯氢还原高纯三氯氢硅，生成多晶硅沉积在硅芯上。改良西门子工艺是在传统的西门子工艺的基础上，同时具备节能、降耗、回收利用生产过程中伴随产生的大量H2、HCI、SiCI4等副产物以及大量副产热能的配套工艺。
铝背场电池（Aluminium back surface field）——为改善太阳能电池的效率，在P-N结制备完成后，在硅片的背光面沉积一层铝膜，制备P+层，称为铝背场电池。
发射极钝化和背面接触（Passivated emitter and rear contact）——利用特殊材料在电池片背面形成钝化层作为背反射器，增加长波光的吸收，同时增大P-N极间的电势差，降低电子复合，提高效率。
交指式背接触（Interdigitated back contact）——把正负电极都置于电池背面，减少置于正面的电极反射一部分入射光带来的阴影损失。
CTM值（Cell To Module）为衡量电池封装成为组件过程中的功率损失，即用组件额定功率与电池片功率总和的比值来表示。
表1 2018－2025年各类电池转换效率变化趋势及预测（单位：%）
资料来源：中国光伏业协会
下游方面，电站建设成本的降低不仅依赖于光伏产品成本的下降，也受非技术成本（如土地成本、电网接入成本等）和融资成本的影响，在光伏行业产品端不断进行降本增效的同时，行业参与者亦不断尝试通过其他手段降低电站建设的综合成本，但组件、硅片价格的变动，仍是影响成本的最大因素。
3．行业目前发展情况
自2010年以来，我国光伏行业产业链各环节均高速发展，光伏装机规模的持续增加带动全产业链的高速增长，产业链主要环节在全球的占有率均位居前列。2018年，由于国家出台一系列政策对光伏行业的健康发展进行积极引导，我国光伏发电装机规模增速下滑，未来将进入平稳发展阶段，受此影响，未来产业链上游及中游环节将继续保持增长态势，但增速将有所放缓，落后产能将持续退出，行业集中度将进一步提升。值得关注的是，虽然电站装机增速放缓，但上游及中游产品端产量仍保持较大增量，国内行业供需存在不平衡，产品端供过于求，并对海外市场具有一定依赖性。业内相关企业需持续推动产品技术升级，同时积极开拓海外市场。由于行业发展对海外市场的依赖，国外光伏市场的景气度及相关政策稳定性对我国光伏产品的出口存在较大影响，若未来海外主力市场景气度下滑，或相关税收政策及反倾销政策对我国产品出口不利，将直接影响光伏行业产品端的健康发展。
光伏行业在我国属朝阳行业，随着市场需求的快速增加，以及政策对行业发展的积极引导，我国光伏行业快速发展，产业规模迅速扩大。2018年，我国多晶硅、硅片、电池和组件等产业链主要环节的全球市场占比已分别达到58.1%、93.1%、74.8%和72.8%，市占率位居世界前列，光伏产业已成为我国可参与国际竞争的优势产业之一。
多晶硅方面，自2010年以来，我国多晶硅料的产量总体呈逐年上涨趋势。2018年，全国多晶硅产能超过万吨的企业有10家，产能利用率保持在较高水平，产量超过25万吨。2019
年上半年我国多晶硅产量15.5万吨，同比增加8.4%，上半年新增产能5.7万吨。2019年全年多晶硅产量预计将达到28万吨。
图6 2010－2019年全国多晶硅产量情况（单位：万吨）
资料来源：中国光伏业协会
硅片方面，自2010年以来，我国硅片产量持续增长。2018年全国硅片产量约为109.2GW，同比增长19.1%。全球前十大生产企业均位居中国大陆，行业集中度较高。2019年上半年我国硅片产量63GW，同比增长26%，产量前十企业占总产量的90.1%。预计2019年全国硅片产量将达到120GW，预计同比增长约为9.89%，增速有所放缓，主要系随着行业整合的完成，落后产能逐渐完成淘汰所致。
图7 2010－2019年全国硅片产量情况（单位：GW）
资料来源：中国光伏业协会
晶硅电池片及组件方面，自2010年以来，晶硅电池片及组件均持续增长，且增长态势高度一致。具体来看，2018年，全国电池片产量约为87.2GW，同比增长21.1%。电池片产量超过2GW的企业有12家，其产量占总产量的53.4%，集中度进一步提高。2019年上半年我国电池片产量约51GW，同比增长30.8%。预计2019年全国电池片产量将超过90GW以上。组件方面，2018年，全国组件产量达到85.7GW，同比增长14.3%，以晶硅组件为主。组件产量超过2GW的企业有11家，其产量占总产量的62.3%，集中度进一步提高。2019年上半年我国组件产量约47GW，同比增长约11.9%，上半年主要企业基本保持满产。预计2019年组件产量将超过90GW。随着行业发展速度的放缓，落后产能的出清，下游需求的逐渐稳定。
图8 2010－2019年全国电池片生产情况（单位：GW）
资料来源：中国光伏业协会
图9 2010－2019年全国太阳能组件生产情况（位：GW）
资料来源：中国光伏业协会
光伏电站装机方面，我国光伏电站累计装机自2010年开始逐年大幅增长，已经由2010年的0GW快速增长至2018年的174GW以上。其中，2018年全国新增光伏并网装机容量达到44GW，同比下降17%，主要系为引导行业健康发展，缓解光伏发电补贴压力，我国出台相关政策控制光伏电站装机规模所致。截至2018年底，我国累计光伏装机并网容量超过174GW，新增和累计装机容量均为全球第一。2018年，我国全年光伏发电量约为1,800亿千瓦时，约占全国全年总发电量的2.6%。2019年上半年我国光伏新增装机不足12GW，降幅超过50%，其中集中式电站新增装机约6.8GW，同比下降43.3%；分布式光伏新增装机约4.6GW，同比下降61.7%。根据光伏发电项目国家补贴竞价结果情况来看，截至2019年7月1日，全国共有23个省份（吉林、黑龙江、福建、海南、云南、甘肃、新疆、西藏和新疆建设兵团未申报）组织4,338个项目申报光伏发电国家补贴竞价，总装机容量约为24.56GW。预计2019年光伏新增装机量约为40GW，与2018年基本持平，累计装机有望超过210GW，新增装机及累计装机均有望持续位居全球首位。2019年起，得益于政策引导及产业链整合，光伏发电在高速发展后进入平稳发展阶段。
值得注意的是，2019年我国全年装机规模增长趋于平稳，但产品端产量仍保持较大增量，约有近一半产品用于出口。因此，国外光伏市场的景气度及相关政策稳定性对我国光伏产品的出口存在较大影响，若未来海外主力市场景气度下滑，或相关税收政策及反倾销政策对我国产品不利，将直接影响光伏行业产品端的健康发展。
图10 2010－2019年全国太阳能光伏发电装机累计容量（单位：GW）
资料来源：中国光伏业协会
二、行业政策
政策方面，伴随着光伏发电行业的快速崛起，近年来我国出台各类政策，其中部分利好政策对光伏发电予以支持，但光伏装机规模迅速扩张，补贴缺口日益扩大，国家接连出台多项利空政策对行业的健康有序发展进行指导和干预，力求在促进其商业化条件不断成熟后，政府补贴政策可逐步“退坡”，直至最终达到“平价上网”，使行业实现不依赖国家补贴的市场化自我持续发展，符合新兴产业的发展规律。
2019年，我国首次采用竞价模式组织光伏发电新增装机的申报工作。通过竞价手段，光伏新增装机电价降幅明显，可有效缓解后续光伏发电补贴压力的进一步增加。实行光伏发电补贴竞价是光伏发电建设管理政策的一次重大改革和创新。在实行这一新机制后，光伏发电发展的市场化导向将更明确、补贴退坡信号将更清晰。
联合评级认为，行业政策的总体基调符合当前行业发展的基本原则——降本增效，政策的引导将持续促进行业技术水平的进步。为加速实现“平价上网”以及行业健康有序发展的目标，行业相关政策出台速度逐渐超出预期，业内参与者面临的成本压力持续增加。因此，在产业链各环节中，技术水平无法紧跟行业发展的产品将迅速失去市场竞争力，产能将逐渐被淘汰，行业集中度亦将随之进一步提升。
1．利好政策
近年来，国家出台多项利好政策，以谋求我国光伏行业的快速发展。主要利好政策如下表所示：
表2 近年来光伏行业主要利好政策
资料来源：公开资料，联合评级整理
2．利空政策
对处于发展初期、成本较高的光伏产业，政府通过政策扶持以及补贴等方式进行培育和引导。近年来，政府对光伏发电补贴力度一直较大，但也导致光伏投资热情过于高涨。政府补贴支出压力过重、光伏产品结构化产能过剩、光伏发电消纳难以保证等问题逐渐显现。近几年，国家在电价、装机规模等方面也出台多项相关政策，以抑制光伏行业发展过快而带来的消极影响。
表3 2015年以来光伏行业主要利空政策
资料来源：公开资料，联合评级整理
具体来看，电价调整方面，自2015年以来，每年国家发改委都于12月发布第二年的上网电价。此外，每年的电价调整通知还指出，自通知发布之日起下一年的1月1日之后备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目，执行新的年光伏发电上网标杆电价。自当年电价下调通知发布之后起下一年1月1日之前备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目但于下一年6月30日以前仍未全部投运的，执行新的上网标杆电价。
2015年为我国光伏发电电价退坡“元年”。行业的无序发展，光伏发电新增装机大幅扩张，电费补贴缺口持续增加系促成这一系列政策推行的主要原因。前七批进入补贴名录的光伏电站主要涵盖了2016年3月前并网的项目，总装机规模约为43GW左右。其中第六批补贴名录（涵盖项目范围为2013年9月至2015年2月并网的光伏电站）装机规模约为19.5GW左右，第七批补贴名录（涵盖项目范围为2015年2月至2016年3月并网的光伏电站）装机规模约为17.3GW，第七批次涵盖项目的时间区间不足一年，但进入名录的装机规模已接近第六批次（涵盖项目时间区间约为一年半）入补项目的装机规模。第六、七批次入补电站规模更是已占前七批全部入补规模的85%以上。光伏电站短期内的爆炸式无序扩张直接导致补贴支出压力过重问题显现。因此，为缓解补贴支出压力进一步扩大，发改委自2015年12月起，开始推行规律性电价退坡政策。
正是自2015年底开始的电价调整，导致了2016年和2017年的两次“630”抢装潮。值得注意的是，2015－2017年，均为每一年进行一次电价下调。但自2017底下调后仅半年，2018年5月，国家发改委再次进行电价下调。本次电价调整也打破了过去三年电价退坡的规律性，远超行业参与者对电价调整政策的预期。2018年5月的电价退坡对市场发展造成较大冲击，无法满足发电成本要求的落后产能被加速出清。电价下调政策的连续下发，表明我国对于光伏发电补贴退坡，以及调控光伏发电规模的推动意识进一步深化。
然而，由于光伏行业补贴缺口规模较大，仅依赖于电价退坡政策，财政支出压力较大的问题难以得到完全解决。根据统计，已经进入前七批补贴名录的光伏及风电项目每年所需补贴约为880亿元，其中光伏400亿元，风电480亿元。已入补项目的电费补贴已经陆续发放，但仍存在一定的补贴拖欠情况。未进入补贴名录的光伏及风电项目待补贴金额由2015年的156亿元快速增长到2018年的约900亿元。因此，2018年，国家在推行电价退坡政策的同时，还对新增装机规模进行限制，以政策调控的手段，抑制行业爆发式增长，力争使光伏行业进入健康有序发展的新阶段。明确限制新增装机规模，体现了国家加速光伏“平价上网”之决心，表明国家有序控制光伏发电规模的态度，意于减弱投机性的光伏投资热情。
3．竞价上网
如上文所述，为实现“平价上网”，我国逐步通过政策对行业发展进行干预。2019年，我国首次采用竞价模式组织光伏发电装机申报工作。具体来看，国家能源局发布了《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2019〕49号），根据通知，各省进行了2019年光伏发电国家补贴竞价项目申报工作。
截至2019年7月1日，全国共有23个省份（吉林、黑龙江、福建、海南、云南、甘肃、新疆、西藏和新疆建设兵团未申报）组织4,338个项目申报光伏发电国家补贴竞价，总装机容量为2,455.90万千瓦。由下表可见，申报项目所属区域在区域经济发展、区域土地成本或是区域发电价格及利用小时数等方面具备某一方面优势或综合优势，未来装机分布将逐渐向具备上述优势的区域持续转移。
表4 截至2019年7月1日申报光伏发电国家补贴竞价（单位：个、万千瓦、%、个）
资料来源：公开资料，联合评级整理
国家可再生能源信息管理中心（以下简称“信息中心”）确定了拟纳入2019年国家竞价补贴范围的项目名单。2019年拟纳入国家竞价补贴范围的项目覆盖22个省份，共3,921个项目，较申报减少了417个；总装机容量2,278.86万千瓦，较申报减少了177.03万千瓦；测算年度补贴需求约17亿元，基本情况如下图所示。此次拟纳入国家竞价补贴项目，已并网项目容量86.46万千瓦，新建项目容量2,192.41万千瓦。
表5 拟纳入2019年国家竞价补贴范围的项目情况（单位：个、万千瓦、%）
资料来源：公开资料，联合评级整理
从项目电价看，I类资源区，普通光伏电站平均电价最低为0.3281元/千瓦时，较II类资源区普通光伏电站平均电价低0.0456元/千瓦时，较III类资源区普通光伏电站平均电价低0.1308元/千瓦时；全额上网分布式项目平均电价为0.3419元/千瓦时，较II类资源区全额上网分布式项目平均电价低0.0608元/千瓦时，较III类资源区额上网分布式项目平均电价低0.1398元/千瓦时。
表6 拟纳入2019年国家竞价补贴范围项目的电价情况（单位：元/千瓦时）
资料来源：公开资料，联合评级整理
从电价降幅看，普通光伏电站平均电价降幅最大的和全额上网分布式电站平均降幅最大的均为III类资源区。基本情况如下图所示：
表7 拟纳入2019年国家竞价补贴范围项目的电价情况（单位：元/千瓦时）
资料来源：公开资料，联合评级整理
此次拟纳入国家补贴竞价范围的项目只是今年全国光伏发电建设规模的一部分。除此之外，加上此前已安排和结转的户用光伏项目、光伏扶贫项目、平价示范项目、领跑基地项目、特高压配套外送和示范类项目等，2019年光伏发电项目建设规模在5,000万千瓦左右，预计年内可建成并网的装机容量在4,000~4,500万千瓦左右，能够保障光伏发电产业发展合理规模，实现光伏发电产业稳中求进。但纳入国家补贴竞价范围项目名单只是取得了补贴资格，项目最终能否享受国家补贴，还要以是否按《通知》要求按期全容量建成并网为准。对于逾期未全容量建成并网的，或将根据实际情况降低补贴或取消补贴资格。
三、产业链成本构成、价格走势及单多晶价差分析
1．产业链各环节成本构成
电力成本在硅棒成本构成中占比较大，间接影响全产业链的利润空间。硅料成本在产业链各环节成本构成中所占比重均属较高，降低硅料成本亦是全行业降本增效的重要手段。此外，除电力成本及硅料成本外，各产品生产环节中的非硅成本占比是评价行业内优秀企业成本控制能力的重要因素。
如下表所示，在硅棒生产环节中，金属硅、电力、蒸汽及折旧占生产成本比例较高，分别约为20%、45%、10%和15%，其他成本（包含其他及人工）占比较低，约为10%；在硅片生产环节中，硅料成本占比约为60%左右，其他成本占比约为40%，从硅片生产的其他成本细分来看，各类成本占比均较低，主要以坩埚（占7%左右）、金刚线（占6%左右）和冷却液（占6%左右）为主；在电池片生产环节中，硅片成本占比约为70%，银浆成本占比约为10%，其他成本（包含辅助设施、电力及人工等）占比约为20%；在组件生产环节中，电池片成本占比约为60%，铝边框和镀膜玻璃分别约占10%，其他成本（包括EVA、接线盒和背板等）占比约为20%；在光伏电站建设环节中，组件成本及安装费用占比分别约为40%和15%，其他成本占比约为45%，其中主要包括融资费用、前期开发费用、土地费用和电网接入费用等。
表8 光伏行业产业链成本构成情况
资料来源：公开数据，联合评级整理
2．产业链价格分析
自2014年以来，我国光伏全产业链价格进入下行通道。受政策影响，2018年下半年，各类产品价格出现断崖式下跌。2019年，价格下滑趋势趋于平缓，且下半年行业需求有所回暖，对产业链价格将起到一定支撑作用。
从产业链价格来看，自2014年4月以来，光伏行业各类产品价格指数整体均呈波动下行态势，受行业供需及产能扩张等因素影响，各类产品价格指数均存在不同程度的波动，其中多晶硅料价格波动最为显著。但自2018年下半年以来，各类产品价格指数均呈现断崖式下跌，主要系“531”新政实施后，光伏装机新增规模受限，下游需求大幅下降所致。2019年，光伏产品价格延续了上年的下行趋势，除电池片因厂商抛售而大幅降价以外，其他光伏产品价格降幅放缓。随着光伏竞价项目申报结果的出炉，2019年下半年行业需求将有所提振，将对产业链价格起到一定的支撑作用。
图11 2014年4月－2019年11月我国光伏行业综合价格指数
资料来源：Wind
3．单多晶硅片价差分析
自2015年以来，随着市场供需不断变化及行业政策的影响，单多晶硅片价格进行多轮调整，整体均呈下行趋势，且二者价差逐渐收窄，虽然自2019年起，单多晶硅片价差有一定反弹，但单晶硅片已逐步替代多晶硅片，成为满足下游需求的主流产品。
单晶硅片及多晶硅片价差方面，2015年以前，由于单晶硅片技术及成本原因，单晶硅片价格高于多晶硅片价格，且价差较大；2015年后，得益于硅棒制造端的产能转移使得电费成本下行，以及切片环节中单晶金刚线切割技术的利用，单晶硅片价格出现小幅下降，与多晶硅片价差逐步收窄；2016年1－7月，受“630”抢装潮以及相关订货需求的支撑，单多晶硅片价格维持稳定；2016年7月－11月，“630”抢装潮后，下半年新增装机需求下降，且产能规模快速扩张，竞争加剧，导致单晶硅片及多晶硅片价格大幅跳水；2016年11月起，受2017年抢装潮的刺激，单多晶硅片价格回弹，且由于“领跑者计划”实施规模扩大，高效单晶组件需求维持较高水平；同时2017年多晶硅片金刚线切片技术大范围应用，多晶硅片价格出现较大幅度下降。受上述因素综合影响，单多晶价差有所拉大；2017年7月起，当年抢装潮结束，但单多晶硅片价格未出现和上年抢装潮之后一样的断崖式下跌，主要是当时厂商对抢装潮后的下游需求错误预判，进行了生产线停产检修，市场供不应求所致。经历价格平稳下降后，2018年6月起，因“531”政策影响，单多晶硅片价格再次断崖式下跌。随后单多晶价格均处于较稳定态势。自2019年3月以来，多晶硅片价格进一步下滑，而单晶硅片价格有所波动但整体较为稳定，由于单晶硅片价格已经降低至可以满足大多数电站建设的成本需求，且可使电池片及组件功率提升，从而提高光电转换效率并增加发电量，间接摊薄发电成本。因此单晶硅片的需求保持稳定，并逐步替代多晶硅片的下游需求。受上述因素影响，多晶硅片下游需求受阻，厂商进行降价抛售，导致单晶硅片与多晶硅片价差进一步拉大。
图12 2014年以来我国单晶硅片、多晶硅片价格走势情况（单位：美元/片）
资料来源：Wind
四、单晶路径超额发电收益测算模型
在一定假设前提下，根据模型测算所得结果，联合评级认为，从目前的单多晶产品价差来看，业内参与者更有动力选取单晶技术路线进行电站投资。从发电效率的角度来讲，单晶组件在电站投资中将保持一定优势。未来随着多晶产品因去库存而进行的抛售结束，相关产品价格下行趋势将有所放缓。此外，考虑到行业内产能将逐步向单晶转移，叠加产业链头部企业的产能扩张，单晶供给将随之增加，亦对单晶相关产品价格增长起到抑制作用。综上，单多晶产品价差将保持在合理区间。
如上文所述，单晶技术路线相关产品与多晶相关产品存在一定价差，但单晶电池片在光电转换效率上较多晶电池片具有一定优势。因此，在电站投资运营方面，行业参与者应谨慎考虑是否选用单晶技术路线产品，增加一次性初始投资，以追求更高的光电转换效率，提升发电效率，从而获取更多电费收入。下文中，联合评级将通过简单的模型测算，判断单晶组件在电站投资中是否更具优势。
1．模型介绍
模型公式如下：本模型主要以净现值的计算模型为基础进行测算。
自变量及因变量所代表参数如下：
代表初始投资，这里专指以单晶组件代替多晶组件进行电站投资所产生的每瓦初始投资成本差；
~代表因采用单晶组件代替多晶组件进行光伏电站投资，电站每年每瓦产生的超额发电收入；
R代表将未来每期收入折现到当前时点的折现率；
n代表光伏电站使用寿命；
NPV代表因初始投资单晶而付出的超额成本以及未来每年超额电费收入的现值求和的净现值。若NPV大于0，则代表以单晶组件代替多晶组件进行电站投资，未来超额发电收益可覆盖其初始超额投资成本，若NPV小于0，则结论相反。
2．前提假设
为方便计算，联合评级对上述模型设置了一定前提假设，具体如下：
（1）根据中国光伏业协会统计，假设电站投资成本构成中组件成本占比约为40%；
（2）假设电站运营周期为20年，即n=20，且到期后资产处置收益为0；
（3）根据上文表1，假设电站投资所使用单晶电池为目前主流的P型单晶电池，转换效率为21.8%；假设多晶电池为目前主流的P型多晶黑硅电池，转换效率为20.3%；
（4）假设每增加1%的转换效率即可增加1%的发电量；
（5）假设目前最新发电收入为0.4186元/度；
（6）2019年部分竞价上网项目所在省份同时属于多类区域，从谨慎性角度考虑，均将这类省份纳入电价较低区域来判断各区域中标情况的占比（如山西共计中标296MW，将其全部纳入二类区域，假设电价为0.3669元/度，而非纳入第三类的高电价区域）
（7）假设电站所发电量可全额上网；
（8）假设折现率R=7%；
（9）因模型中电费收入为增量现金流，故不考虑衰减率；
（10）假设发电利用小时数保持2018年全年平均利用小时数（1,115小时）。
3．模型分析
根据PV Info Link统计，截至2019年11月21日，多晶组件（275/330W）周均价约为1.62元/瓦、单晶PERC组件（315/375W）周均价约为1.77元/瓦，二者价差约为0.15元/瓦。根据上文假设（1），可推算出，以单晶PERC组件进行电站投资，单位投资成本约为4.425元/瓦；以多晶组件进行投资，单位电站投资成本约为4.050元/瓦；单位投资价差约为0.375元/瓦，即=0.375元。
根据上文假设（3）、（4），单多晶电池转换率差值为7.4%。因此，以单晶组件为原材料所建设的光伏电站每瓦发电量约比以多晶组件为原材料所建设的光伏电站高7.4%。结合光伏利用小时数为1,115小时的假设，可推算出多晶电站每年每瓦发电量约为1.115度，单晶电站每年每瓦发电量约为1.197度；发电量之差约为0.082度/年。根据假设（5），可推算出单、多晶电站每年每瓦发电收入差约为0.034元，在不考虑衰减率的前提下，即~=0.034元。
根据假设（8）以及上文提及的NPV计算公式，可推算出净现值约为-0.02元，基本近似达到盈亏平衡，即采用单晶组件进行电站投资所额外增加的成本刚好可在20年电站运营期内以超额发电产生的收入完成回收。考虑到模型中部分假设较为严格，如假设较低的利用小时数、较低的上网电价以及较高的多晶电池转换效率等因素，结合实际情况来看，单晶组件在电站投资中的表现将更具优势。
假设二者为线性关系，但实际情况中，二者并非线性关系，存在一定偏离。
2019年竞价上网申报项目最终共计中标普通地面电站18.12GW，其中一类区域占比约11.75%，二类区域占比约30.74%，三类区域占比约57.49%，上述三类区域的平均申报中标电价分别为0.3365元/度、0.3669元/度和0.4632元/度。利用三类区域占比为权重，以三类区域申报中标电价做加权平均，可得0.4186元/度。
超过额定上网部分的发电量，可采用竞价上网机制结算，一般大于等于脱硫煤电价。
由于目前行业内大多数电站的建设采用融资租赁或银行贷款，其中资本金约占30%，且融资成本约为7%，因此假设电站投资回收期的折现率R≈电站建设融资成本=7%。
实际情况中，单晶组件衰减率低于多晶，故电费收入情况更佳。
考虑到目前市场上存在多晶电池抛售去库存情况，因此市场上所流通多晶电池片转换效率或低于假设值。
根据最新光伏上网竞价结果显示，未来电站建设区域将以二、三类区域为主，且2019年弃光限电情况进一步改善，因此目前行业平均利用小时数或高于假设值。
此外，根据PV Info Link的价格分析，多晶电池片及组件已经出现抛售情况，目前价格水平已经突破多数厂商的成本线，且未来整个行业的电池及组件产能有较大可能转回单晶方向，多晶产品供给将有所收缩。因此，多晶产品长时间砸价抛售去库存的情况难以延续，短期内单多晶组件价差难以进一步增加。虽然待行业需求逐步向单晶倾斜后，短期内单晶电池片及组件价格会出现攀升，但考虑到行业头部企业产能扩张速度快，叠加部分多晶原有产能逐步转为单晶等因素影响，长期来看单晶电池片及组件供给将有所增加，产品价格难以长期保持增长态势。
单多晶组件价差不会大幅度偏离0.15元/瓦，联合评级认为，从目前的单多晶产品价差来看，业内参与者更有动力选取单晶技术路线进行电站投资。从发电效率的角度来讲，单晶组件在电站投资中将保持一定优势。
五、产业链各环节降本增效手段
随着行业竞争的加剧，以及政策的引导和干预，降本增效已成为光伏行业健康发展的基本前提。近年来，光伏行业产业链各环节均有较大程度的技术进步，联合评级将产业链各环节最主要的降本增效手段进行了梳理，具体如下：
多晶硅料生产过程中，电耗占比较大，能源成本占比大，如下表所示，目前可通过较多手段降低多晶硅环节的生产电耗。此外，目前多晶硅料产能逐步向新疆、内蒙、四川及江苏地区转移或置换，新疆及内蒙地区由于煤炭资源丰富且多数为坑口电站等原因，电力成本较低；四川区域由于水电资源丰富，电力成本较低。因此，新增产能未来仍将因地域优势而取得较强的电力成本优势。得益于此，未来多晶硅制造的综合能耗将进一步下降，2018年多晶硅企业综合能耗平均值为13kgce/kg-Si，到2025年预计每年将按3%~6%比例降低。随着多晶硅工艺技术瓶颈不断突破，工厂自动化水平的不断提升，多晶硅工厂的人均产出也快速提升。2018年多晶硅生产线人均产出量为28吨/年，同比增长21.7%。随着《中国制造2025》的实施，国内智能制造水平的提升，以及多晶硅单线生产规模的增大，未来多晶硅工厂的人均产出量将保持稳定提高，到2025年提高到42吨/年。
表9 多晶硅料制造环节降本增效主要手段
资料来源：中国光伏业协会，联合评级整理
硅棒及硅片生产环节方面，上文提到，硅棒生产环节中，电力和多晶硅料占生产成本比重较高，由上表可知，多晶硅料的生产已经有较为丰富的降本手段，从而可间接降低拉棒环节的成本。此外，根据下表，部分手段可增加硅料的使用效率，间接降低硅料成本。同时，电耗过大的问题，也有相应的方式来进行应对。整体来看，目前硅棒及硅片制造环节中的降本增效手段较为丰富。
表10 硅棒及硅片生产环节降本增效主要手段
资料来源：中国光伏业协会，联合评级整理
电池片及组件生产环节方面，上文已提到，随着技术的不断进步，电池片光电转换效率明显提升，且未来仍将有较大的提升空间。此外，组件制造中的封装功率损失也因新技术的应用而有效降低。因此，随着电池片及组件的效率提升，未来相关成本也会进一步摊薄。
六、行业内主要规模企业分析
如上文所述，随着行业政策的收紧，业内参与者投资热情下降，经营扩张速度放缓。但得益于技术优势及规模优势显现，行业头部企业持续进行产能扩张，盈利能力持续增强，市场地位亦随之不断提升，光伏行业的行业集中度上升趋势愈发明显。未来，产业链各环节龙头企业将在行业发展中占据主导地位。但联合评级关注到，在政策逐渐收紧，并且行业发展进入稳定阶段的背景下，企业或将面临经营规模扩大而导致的管理风险、在建及拟建项目的收益不确定风险以及海外业务规模扩张导致的汇率风险和贸易摩擦风险。
下表选取了行业内主要规模企业，相关企业均主要采用了单晶技术路线。经营方面，自2018年以来，由于行业政策进一步收紧，下游需求收缩，企业扩产意愿更为谨慎，但行业头部企业仍保持较快的扩张速度。比如全产业链行业龙头隆基股份和中环股份，均在2018年有较大规模的产能扩张；电池片及组件端的头部企业通威股份及东方日升的电池片及组件产能规模亦呈现持续增长态势。但联合评级关注到，在行业发展进入稳定阶段的背景下，企业面临经营规模扩大导致的管理风险、在建及拟建项目的收益不确定风险以及海外业务规模扩张导致的汇率风险和贸易摩擦风险。
表11 行业内规模企业经营情况
注：1．中来股份将电池片及组件产能合并披露，上表中中来股份电池片产能包括组件产能；2．通威股份包含多晶硅料产能，近三年产能分别为1.50万吨/年、2.00万吨/年和2.00万吨/年；3．隆基股份产能处于持续增加中，故上述产能小于年末时点产能
资料来源：公开资料，联合评级整理
从财务指标看，由于产业链各环节头部企业仍保持较高速的产能扩张，企业资产规模快速增加。此外，随着行业进入平稳健康发展阶段，行业内落后产能逐步淘汰，行业集中度进一步提升，得益于此，头部企业的盈利能力均有不同程度的改善。2019年前三季度，相关企业销售毛利率均较2018年全年有一定幅度提升，且2019年前三季度净利润均已超过2018年全年净利润规模。同时，联合评级关注到，虽然部分头部企业生产规模扩张迅速，但杠杆水平仍保持在可控范围内。
七、结论与展望
在经历高速但无序发展的时期后，政府补贴支出压力过重、光伏产品结构化产能过剩、光伏发电消纳难以保证等问题逐渐显现。因此，我国逐步在行业政策引导方面调转方向，通过降低补贴、限制新增装机及竞价上网等方式，对行业发展进行积极干预，力求在促进其商业化条件不断成熟后，政府补贴政策可逐步“退坡”，直至最终达到“平价上网”，实现不依赖国家补贴的市场化自我持续发展，符合新兴产业的发展规律。未来，我国光伏行业将在一定时期内保持健康稳定的发展趋势。
同时，联合评级也关注到，虽然电站装机增速放缓，但上游及中游产品端产量仍保持较大增量，国内行业供需存在不平衡，产品端供过于求，并对海外市场具有一定依赖性。业内相关企业需积极开拓海外市场。由于行业发展对海外市场的依赖，国外光伏市场的景气度及相关政策稳定性对我国光伏产品的出口存在较大影响，若未来海外主力市场景气度下滑，或相关税收政策及反倾销政策对我国产品出口不利，将直接影响光伏行业产品端的健康发展。
此外，技术突破仍是促进行业积极发展的重要手段，目前全产业链各环节均有较丰富的降本增效手段，行业生产成本呈大幅下降趋势。未来，对技术路径的选择将成为影响业内参与者成本控制能力的重要因素。
综上，联合评级认为，2020年，单多晶技术路线之争将暂告一段落，行业的发展将在一定时期内依赖于单晶技术路线的不断进步。未来我国光伏行业将结束无序扩张的局面，并依托行业先进技术路线，步入稳定健康发展的新时代。
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